Осложненный фонд скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
Осложненный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» насчитывает 4384 скважины, что составляет 68% от действующего фонда. С каждым годом доля осложненного фонда растет, и количество мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами пропорционально увеличивается. В силу специфики геологических условий более чем для 75% скважин осложненного фонда характерно выпадение АСПВ. Далее по частоте следуют наличие ВВЭ в продукции скважин, коррозия, отложения органических солей, вынос мехпримесей и гидратообразование. Для предупреждения осложнений и устранения осложняющих факторов используются такие методы, как ПАДУ/УДС, устьевые дозаторы, штанговые скребки, УОК-НКТ, греющие кабельные линии, магнитные аппараты и глубинные дозаторы. В качестве дополнительной меры по оптимизации работы скважин осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2015 году мы приступили к внедрению интеллектуальных программно-аппаратных комплексов для определения дебита и защиты скважинного оборудования.
В течение 2015 года эксплуатационный и действующий фонды скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» стабильно увеличивались. При этом основная часть скважин действующего фонда Компании эксплуатируется с помощью УШГН, далее следуют УЭЦН и другие способы (рис. 1). УЭВН и УШВН применяются в основном на осложненном фонде – в скважинах, переведенных с УЭЦН и УШГН. Например, посредством УЭВН эксплуатируются скважины с низкими дебитами и повышенной вязкостью нефти, где штанговая колонна работает с перегрузками и высоким риском отказа. УШВН также применяются в скважинах с повышенной вязкостью нефти.
Динамика СНО по осложненному фонду в данном случае сознательно не представлена, поскольку этот показатель не может использоваться в качестве ключевого для характеристики работы фонда. Работу фонда характеризуют надежность оборудования, компетентность специалистов, работающих на объектах, эффективность проводимых на фонде мероприятий, динамика инвестиционной составляющей и другие показатели.
СТРУКТУРА ОСЛОЖНЕННОГО ФОНДА
Осложненный фонд ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» насчитывает 4384 скважин, или 68% от действующего фонда, и эта доля с каждым годом растет. Соответственно растет и количество мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами.
В основном эксплуатация скважин осложнена образованием АСПО (76%), далее следуют ВВЭ (10%), коррозия (8%), отложения органических солей (3%) вынос мехпримесей (2%), и гидратообразование (менее 1%) (рис. 2).
Пластовая температура большинства эксплуатируемых объектов держится в диапазоне 20-25°С, что создает идеальные условия для образования парафинов. В результате АСПО – это самая большая проблема осложненного фонда ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», и основная часть мероприятий, направленных на борьбу с осложняющими добычу факторами, проводится на этих скважинах.
ВВЭ образуются в основном в скважинах, введенных в эксплуатацию после бурения или консервации. Как правило, это удаленные кусты скважин или одиночные скважины с высоким содержанием свободного газа на приеме насоса.
Вынос мехпримесей: проппанта, вымываемого из пласта, или продуктов суффозии (разрушения скелета породы продуктивного пласта) – наблюдается в скважинах, где проводились мероприятия по оптимизации их работы (ГРП, увеличение депрессии на пласт и др.).
Отложение органических солей связано с работой системы ППД: смешивание закачиваемой и пластовой воды вызывает выпадение солей.
Наконец, гидратообразование встречается в скважинах с газонасыщенной верхней частью или в скважинах, где произошел прорыв газа.
Установки, отказавшие из-за влияния основных осложняющих добычу факторов, поднимаются на поверхность в том случае, если они уже не подлежат ремонту.
ПРИЧИНЫ ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ УЭЦН, УШГН И УШВН
Больше всего преждевременных отказов в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» приходится на УШГН (58,2%), далее следуют УЭЦН (40,1%) и УШВН (1,6%).
Среди причин отказов УШГН лидируют АСПО, далее следуют коррозия, обрыв штанг из-за усталостного разрушения и причины, связанные с нарушением технологии ремонта скважин (рис. 3).
Основной причиной преждевременного выхода из строя УЭЦН является их засорение. Затем следуют коррозия, АСПО и солеотложения (рис. 4).
Меньше всего преждевременных отказов наблюдается на фонде УШВН – эти насосы работают достаточно стабильно. УШВН отказывают главным образом из-за обрывов штанг, а также из-за усталостного износа эластомера (рис. 5).
ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ
Охват осложненного фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» методами предупреждения осложнений и устранения осложняющих добычу факторов по состоянию на 1 ноября 2015 года составил 78,6% (75,4% в 2014 г). Мы применяем (полуавтоматические) установки депарафинизации скважин ПАДУ/УДС, устьевые дозаторы, штанговые скребки, устройства для очистки колонн (УОК-НКТ), греющие кабельные линии, магнитные аппараты и глубинные дозаторы (рис. 6).
Около половины скважин фонда УШГН оснащены штанговыми скребками и центраторами. Однако на месторождениях с высокой вязкостью нефти этот способ неэффективен, поскольку на центраторах и скребках образуются сальники, что приводит к обрыву штанг или к отсутствию циркуляции.
При использовании греющих кабельных линий производится тепловой расчет, в соответствии с которым и подбирается оптимальный режим работы этого оборудования. Кабельные линии, как правило, работают в периодическом режиме, который подбирается индивидуально для каждой скважины в зависимости от свойств добываемой жидкости и производительности штангового насоса.
Периодический нагрев обеспечивает поддержание температуры жидкости на заданном уровне при котором не допускается кристаллизация парафинов.
Планирование и внедрение методов борьбы с осложнениями ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» осуществляет совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Специалисты инжиниринговой компании проводят мониторинг нашего осложненного фонда, выдают заключения и рекомендации по использованию тех или иных методов, в соответствии с которыми в начале года формируется рисковый фонд скважин. При проведении ТКРС с учетом выданных рекомендаций внедряется соответствующее оборудование.
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО
Технологически эффективным методом борьбы с АСПО зарекомендовал себя электропрогев, поддерживающий температуру добываемой жидкости на более высоком уровне, чем температура кристаллизации АСПВ. Недостаток технологии заключается в значительном энергопотреблении, в силу которого ее применение не всегда оказывается целесообразным.
К наиболее распространенным методам борьбы с АСПО относится, прежде всего, закачка реагентов по дозировочному трубопроводу. Метод применяется в тех случаях, когда условия не позволяют закачивать реагент в затрубное пространство. А в скважинах, где реагент не всплывает, используются устьевые дозаторы.
Также распространен метод, предполагающий спуск контейнера с ингибитором в хвостовик. Основной недостаток данного метода борьбы с АСПО заключается в том, что вымывание реагента происходит неравномерно, и этот процесс неуправляем.
Наконец, в качестве наиболее простого и недорогого решения можно назвать применение депарафинизационных установок для механических обработок скважин с УЭЦН скребком (рис. 7).
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С МЕХПРИМЕСЯМИ
Влияние мехпримесей на погружное оборудование ведет к его износу и быстрому выходу из строя. Это, в свою очередь, значительно снижает эффективность добычи и приводит к дополнительным затратам.
Чтобы решить данную проблему, производители нефтяного оборудования разрабатывают различные устройства для отделения и удерживания мехпримесей. В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» испытаны несколько таких устройств: входной модуль ЖНШ-1 (производства АО «Новомет-Пермь», ОАО «АЛНАС»); фильтр-насадка типа ФНТ (ООО «ПО СТРОНГ»); фильтр противопесочный ФПБ-85 (ООО «ПК «Борец»); песочный якорь ПГ-5 (ООО «ЭЛКАМ») (рис. 8).
ЖНШ-1 и фильтр-насадка типа ФНТ используются в качестве входных модулей УЭЦН. Фильтрующим элементом здесь служит проволочная сетка из нержавеющей стали, которая предотвращает попадание механических частиц в насос.
Недостаток этих модулей состоит в том, что в условиях кристаллизации парафина фильтрующие элементы забиваются, что требует проведения промывки. При этом насос остается в исправном состоянии и после промывки вновь запускается в работу.
Фильтр противопесочный ФПБ-85 и песочный якорь ПГ-5 более совершенны. Эти устройства устанавливаются под насосом, а в их конструкции предусмотрен специальный контейнер, куда осаждаются отделенные механические частицы. Использование этих устройств позволяет увеличить время работы насосного оборудования.
Также в рамках борьбы с мехпримесям в 2015 году начаты ОПИ УЭЦН с открытыми колесами производства АО «Новомет-Пермь», ООО «ПК Борец» и ООО «РемЭлектроПромнефть» (рис. 9). Посредством внедрения УЭЦН с открытыми колесами мы рассчитываем повысить наработку скважин, осложненных выносом мехпримесей и повышенным содержанием свободного газа на приеме насоса.
К заявленным преимуществам установок с открытыми колесами относятся меньшая подверженность отложению солей на колесах; отсутствие пазух между РК и НА, благодаря чему абразиву негде накапливаться; улучшенная работа с нерастворенным газом (до 40% на входе); а также сохранение высокого КПД УЭЦН в течение длительного времени за счет меньшего износа.
К концу 2015 года оборудование было спущено в скважины и находилось в работе. О результатах ОПИ пока говорить рано, но мы рассчитываем получить положительные результаты.
ВНЕДРЕНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛИЗАЦИИ
В 2015 году на осложненном фонде ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были начаты ОПР интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования. Эти работы проводятся совместно с АО «Новомет-Пермь» и ООО «Синергия-Лидер».
Принцип данного технического решения состоит в интеллектуализации управления режимом работы системы подачи химреагента с помощью программного обеспечения СУ УЭЦН. Специальное ПО рассчитывает дебит скважины по косвенным показателям: токовым нагрузкам, давлению на приеме насоса, буферному давлению и т.д. Соответственно, в зависимости от изменения дебита скважины контролер определяет оптимальную концентрацию реагента для подачи (рис. 10).
Пока эта технология испытывается в качестве средства диагностики, но в дальнейшем по результатам доработки и перепрофилирования, если мы добьемся высокой точности замеров и подтвердим это с помощью замерных установок, она будет внедряться как средство измерения. На данный момент погрешность замеров варьирует в диапазоне 2-9%, но в конце 2015 года начата работа над повышением точности.
Внедрение интеллектуальных программно-аппаратных комплексов определения дебита и защиты скважинного оборудования планируется для компоновок ОРЭ (УЭЦН, УШГН); скважин мехфонда, осложненных отложениями солей, АСПО, коррозией, ВВЭ; а также одиночных скважин, вводимых в эксплуатацию после бурения или вывода из бездействия и скважин прочих категорий.
В свою очередь, в результате внедрения интеллектуальных комплексов мы планируем оптимизировать режим работы скважин (обеспечить проектный дебит), сократить затраты на регламентные работы, сократить затраты на обустройство скважин (на приобретение и обслуживание ЗУ) и увеличить наработку осложненного фонда скважин.
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ
Для получения сравнительной оценки технологической и экономической эффективности различных методов борьбы с осложняющими эксплуатацию скважин ЧРФ факторами мы сопоставили удельное число ремонтов скважин за год до и после внедрения технологий, соотнеся полученные результаты с удельными затратами на такие ремонты. Как показал анализ, наиболее эффективными оказались нагревательные кабельные линии, а также глубинные и устьевые дозаторы (рис. 11).
Важно понимать, что технология может характеризоваться одновременно высоким уровнем технологической эффективности и низким уровнем экономической эффективности и по этой причине не может быть внедрена. При планировании ОПР мы всегда проводим анализ по этим двум параметрам и отказываемся от применения технологий, тиражирование которых невозможно. В последнем случае нет смысла проводить ОПР.
Ежегодно в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» формируется программа ОПР по внедрению технологий, которые согласно проведенным оценкам будут эффективны во всех отношениях.
В заключение хотел бы отметить, что помимо эксплуатационных осложнений (АСПО, мехпримеси, коррозия и т.д.), для скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» характерны технические осложнения. Они появляются с развитием новых технологий КРС по реанимации скважин – например, в результате зарезки боковых стволов малого диаметра. При этом технологии эксплуатации соответствующего фонда скважин, появляются с небольшим отставанием, что и заставляет нас искать нестандартные решения по устранению технических осложнений.
На таких скважинах с 2014 года мы проводим ОПИ малогабаритных установок и канатных штанг. В течение 2016 года планируется продолжить эти испытания, а также провести испытания струйной системы для эксплуатации скважин с боковыми стволами малого диаметра.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.